电容式充油设备故障分析浅谈

昝亚锋1吕爱军2

1华能澜沧江水电股份有限公司漫湾水电厂云南临沧675805;

2华能澜沧江水电股份有限公司检修分公司云南昆明650206

摘要：电力系统运行的一些小容量充油设备，如电容式套管、电容式互感器、电容器，因其体积相对较小、油量少、电压高、场强集中，且多处于密封状态，无防爆装置，难以及时发现设备故障隐患，一旦发生严重故障未能及时发现，有可能发展成严重事故，危及到主设备或邻近设备运行，给电力系统的安全、稳定运行造成直接威胁。本文针对变压器出线套管、电容式电压互感器等电容式充油设备的实际运行情况，浅要探讨电容式充油设备故障成因及预防建议。

关键词：电容式充油设备故障危害预防

1引言

电容式充油设备的故障有多种，轻者如外绝缘闪络、局部击穿或瓷件裂纹渗漏油等，不会影响主设备运行，进行局部处理或更换即可恢复运行。而当设备内部经过热、电、化反应，可能造成设备爆炸，甚至着火燃烧，爆炸时碎片还会打坏其他设备，致使事故扩大，需要长期停电修复，带来巨大的经济损失，对系统安全运行已经构成了一定的威胁。因此对其可能存在的故障进行分析有重要意义。

2故障成因及危害

2.1制造质量不良

制造时设备端部密封不好，进水受潮引起内部局部放电，继而发展成沿面放电、闪络，甚至造成爆炸。例如电容式套管电容芯子制造尺寸错误,或漏放、错放、多放端屏卷制时造成绝缘纸和铝箔起皱折,纸层间残存气泡或真空注油工艺不良造成局部绝缘纸浸渍不充分等现象,从而形成局部放电。电容式电压互感器端部密封不良而造成进水受潮，串级线圈对铁芯放电，绝缘支架绝缘不良造成局部放电、局部高温过热等。这些质量缺陷会使设备在运行中发生局部放电或局部过热而使绝缘油分解出大量的H2和CH4气体，严重时会发生树枝状放电，产生C2H2气体。此外放电将使绝缘老化，分解产生CO和CO2气体，且介质损耗增加，引起严重设备事故。

2.2外绝缘闪络

由于主设备电压等级较高，电容式设备引线与外瓷套绝缘场强较强，瓷套表面脏污，长期集聚的污垢吸收水分后，轻者会使绝缘电阻降低，容易发生闪络。重者其表面脏污吸收水分后，导电性提高，因泄漏电流增加，导致击穿的严重事故。

2.3检修、维护工艺不良

由于检修工艺不良，真空注油不完善，或者密封不严造成漏油等，致使潮气进入设备内部，造成设备绝缘受潮。在现场预防性试验时拆接引线不当，造成局部高温过热，或者造成末屏引线断线。系统操作过电压以及雷击过电压将引起变压器套管、线路电容式电压互感器内部发生游离放电。

若设备制造或检修过程中，设备内部绝缘油中带有气泡，当油浸到油纸中，填充油纸中的气隙挤压出气泡。设备运行后，在交流电压场强的作用下，气泡将首先产生局部放电，使气泡温度升高，气泡体积膨胀，局部放电将进一步加剧。而局部放电将油分解产生更多的气体，一方面局部放电的电子电流加热使油分解气体，另一方面局部放电过程中电子的碰撞使油的分子解离出气体。另外，油中的一些微小杂质或水分的相对介电常数都很大，在电场的作用下，很容易沿电场方向极化定向，有利于与气泡形成“小桥”型的放电通道，使油介质击穿。

2.4绝缘油性能下降

少数电容式充油设备投运前,电气介损试验合格,但运行一段时间后,发现套管介损值超标,取套管油样做90℃下进行油介损试验,发现介损值严重超标。造成套管油介损超标的原因,比较一致的看法是油受到了污染，油受到污染造成后，90℃油介损超标并影响整体绝缘水平下降这一现象,首先在变压器本体上发现。有的套管、CVT也存在这一问题。

2.5局部放电引起设备烧毁

局部放电使绝缘劣化烧损时，整个绝缘严重破坏。在正常的运行电压下，重复的局部放电导致整体绝缘被击穿，击穿相当于对末屏电极放电，形成导电杆对地短路，短路电流大，烧穿整个绝缘层，形成一个小洞，而且烧断接地线。短路时产生巨大热量，设备内油迅速气化，使瓷套内压力变得很大。电容式套管、电压互感器设备内部一般可承受2.5个标准大气压。当设备内部故障使油纸绝缘材料分解产气，导致压力接近或超过该极限时，在局部放电的热、电、化学综合作用下，最终导致爆炸，烧毁电力设备。

2.6接头发热引起设备损坏

接头发热一般可分为外部接头故障和内部接头故瘴。外部接头发热又分两种情况：①接线板与外部引线接头连接不良引起的，因为此接头在变压器预防性试验时经常拆接，可能会因为疏忽没有装好;②导电头与接线板连接不良引起的。这种接触不良使接触电阻增大、也使消耗功率增大，于是接头处温度升高。高温导致接触面氧化加快，逐渐形成一层氧化膜，接触电阻越来越大，温度越来越高。如此反复，形成恶性循环，如不及时发现，最终结果就是引线烧断，造成事故。

3案例

某电厂3号主变检修期间，预防性试验中测得3号主变高压套管对末屏介损与上次测量值比较增加了近100%，电容量与出厂值比差值增大了20.2%。并且发现在套管接至主变的升高座处有少量漏油现象。

故障特征气体的分压力已达到0.074个标准大气压，约为7.49kpa。考虑油中N2的气体分压（取N2的饱和分压为0.8个标准大气压），则该设备内部气压已达到0.874个标准大气压，约为88.56kpa。油中溶解气体已趋于饱和。加上套管内部的油压，其内部压力已很大了。如果任其发展的话，低能放电会导致高密度的火花放电（产生大量的气体），这将会使套管内部的故障气体急剧增加。幸好本次检修中及时发现，否则故障气体的增多将增大套管油腔的压力，套管将有爆炸的危险。

4建议

4.1重视设备的日常巡回检查

在设备巡检过程中应利用好红外成像检测这一有力工具并做好图片的保存、分析和比较工作,红外测温热成像仪能及时有效地发现设备过热性故障和潜伏性故障，有助于在设备故障早期发现异常，避免设备异常发展为故障。例如可以及时发现变压器的局部过热、缺油等隐患。

4.2重视电气预防性试验数据的分析

电气设备预防性试验是判断电气设备能否继续投入运行、预防电气设备损坏、保证电力系统安全运行的重要措施,是掌握电气设备“情报”的有效方法。

4.3重视套管绝缘油样色谱分析

当电气试验发现异常，怀疑设备有问题时,应通过其它试验加以验证,比较方便有效的试验是取油样做色谱分析,油色谱分析是发现套管潜伏性故障的有效手段,因此,应当加强这方面的工作,不能削弱。除规定套管油中气体浓度注意值外,考虑到套管属少油设备且需停电取油和故障发展快等特殊性,还应规定故障值。

4.4应重视电容式充油设备的贮存工作

电容式充油设备如果水平存放,空腔中的油将跑到瓷套内部,意味着一部分电容屏或绕组不是浸在油里,而是暴露在空气中。如果设备底部有积水或污物,设备水平存放,将造成积水或污物进入电容屏或绕组里面,从而留下绝缘隐患。因此,电容式充油设备应竖立放置。

4.5应重视变压器套管绝缘在线监测装置的应用及数据分析

绝缘在线检测装置可以检测设备正常运行时套管的电容值、介损值，能实时反应设备运行状况，绝缘在线监测装置可以作为参考，若数据与以往有明显变化时应引起注意。

参考文献

[1]变压器运行维护与故障分析处理；中国电力出版社；2008.04.

[2]变压器油中气体分析诊断与故障检查；中国电力出版社；2005.02.

[3]电力设备预防性试验规程（DL/T596-96）；电力工业部2000.07.

[4]电气设备故障及处理实例；中国水利水电出版社；2008.08.01.